Ingenieros de Petrobras denuncian destrucción de la empresa por parte de Temer.

247 La Asociación de Ingenieros de Petrobras (AEPET) publicó un comunicado criticando duramente al gobierno de Michel Temer. Según el texto, «la actual administración ha transformado las ganancias en pérdidas mediante la devaluación de sus activos, allanando el camino para las privatizaciones y la desintegración de la empresa».

La institución también afirma que el gobierno de Temer "interrumpió una serie histórica de 22 años de reposición de reservas (aumento de reservas superior a la producción)".

"Entregamos el mercado de combustibles a la competencia a través de la nueva política de precios, incrementando las importaciones en 41% en un año, cargando las cuentas del país y operando nuestras refinerías al 77% de nuestra capacidad, frente al 98% en 2013", afirma.

Consulta el texto completo:

Alertamos a la sociedad brasileña sobre los daños causados ​​a Petrobras y al país por la gestión de la empresa.

La actual administración convirtió ganancias en pérdidas al devaluar sus activos, allanando el camino para las privatizaciones y la desintegración de la empresa; interrumpió una serie histórica de 22 años de reposición de reservas (aumentos de reservas superiores a la producción); entregó el mercado de combustibles a competidores mediante la nueva política de precios, aumentando las importaciones 41% en un año, sobrecargando las cuentas del país y operando nuestras refinerías al 77% de su capacidad, frente al 98% en 2013.

Desintegración de actividades

Petrobras se encuentra en un proceso de venta de activos que está llevando a la desintegración de sus actividades. La dirección de la compañía afirma que esto es necesario para reducir su deuda, derivada de las inversiones realizadas tras el descubrimiento de las reservas del presal por parte de Petrobras en 2006.

Cuando la cartera de proyectos de una petrolera permite aumentar la producción y los ingresos, la deuda es benigna y fácilmente gestionable. Petrobras tiene más deuda que sus competidores multinacionales porque descubrió las reservas del presal y tiene acceso al mercado brasileño, que, además de ser grande, tiene potencial de crecimiento.

En la industria petrolera, la maduración de los proyectos demora aproximadamente diez años. Esto significa que, una vez iniciado un proyecto, la rentabilidad y la generación de efectivo solo comienzan a producirse después de este período. Al no existir líneas de crédito con un período de gracia de diez años, este tipo de industria, en teoría, necesita renovar o refinanciar sus deudas hasta que los proyectos entren en funcionamiento.

Nuestro consumo energético per cápita es moderado, muy inferior al de los países desarrollados. Las multinacionales privadas tienen reservas y mercados en declive, sin perspectivas de crecimiento, y utilizan la deuda para pagar dividendos o recomprar sus acciones para aumentar su valor y así satisfacer a los accionistas. La realidad de Petrobras es mucho mejor, por lo que sus activos, reservas y mercado son objeto de codicia internacional, como lo revela... Wikileaks[i].

Pre-sal

La provincia de pre-sal[ii] Es el mayor descubrimiento de las últimas décadas y uno de los más importantes de la historia, pero las reservas aún no se han medido con mayor precisión. Se estiman entre 30 y 100 millones de barriles de petróleo equivalente, pero este volumen podría superarse dependiendo de la naturaleza geológica, el desarrollo tecnológico y las condiciones macroeconómicas.

La producción del presal se ha acelerado a un ritmo récord en comparación con el desarrollo de otras provincias de aguas profundas, como el Golfo de México, el Mar del Norte o la Cuenca de Campos. Ya se han producido más de mil millones de barriles, y la producción del presal representa ahora casi el 50% del total. Producción diaria nacional.[iii]

Inversiones de Petrobras por US$ 225 mil millones en el Plan Estratégico y Plan de Negocios. (2011 2015-)[iv] Estos planes se desarrollaron con base en los supuestos de un precio del barril de petróleo superior a 80 dólares, una cotización del dólar de 1,73 reales y precios internos de los combustibles alineados con los precios internacionales. El financiamiento provendría de la generación de ingresos y se complementaría con recursos de terceros (deuda).

El objetivo de producción era de 4 millones de barriles equivalentes de petróleo al día en 2015 y 6,4 millones en 2020. El excedente de producción se exportaría, preferentemente como productos refinados. A modo de comparación, la producción actual es de 2,8 millones de barriles al día.

En el sector de refinación, las inversiones apuntaron a atender la creciente demanda del mercado interno, que podría hacer que las importaciones netas de productos refinados aumenten del 5% en 2010 al 40% en 2020, lo que afectaría las cuentas externas del país.

El plan de inversión fue establecido por el gobierno federal, en representación de la Unión Federal, su accionista mayoritario. Es importante destacar el compromiso de la Unión con las premisas establecidas en el plan de inversión y su responsabilidad como accionista mayoritario ante los demás accionistas de la empresa.
La deuda

Con el precio del petróleo cayendo a menos de la mitad y el real devaluándose frente al dólar, la deuda ha aumentado significativamente. endeudamiento[V] Los ingresos consolidados aumentaron de 181 mil millones de reales en 2012 a 436 mil millones en 2015.

La deuda bruta de Petrobras en miles de millones de dólares[VI]

El plan estratégico de 2011 dependía del aumento de la deuda denominada en dólares y dependía de los ingresos futuros proyectados por las ventas en reales en el mercado interno y la exportación de petróleo de mayor valor. Estas condiciones dependían de la devaluación del dólar y, por lo tanto, vulnerable a su evaluación[Vii].  

Lo correcto, y más prudente, sería proyectar el crecimiento de la producción petrolera en función de la demanda interna, agregando valor mediante la producción de refinados, petroquímicos, fertilizantes, etc., además de sustituir importaciones para reducir la necesidad de dólares.

A los riesgos asumidos se sumó la subordinación de Petrobras al cártel de los contratistas, posibilitada por políticos involucrados en la corrupción y por ejecutivos contratados.

También fue relevante la pérdida derivada de la política de subsidios al precio de los combustibles, con pérdidas de 98 mil millones de reales[Viii] a las arcas de la empresa, entre 2011-2014, obligada a importar diésel y gasolina del mercado externo y revenderlos en el mercado interno a precios inferiores a los que los compraba.

Los errores del pasado no pueden justificar los del presente. Es posible reducir la deuda de Petrobras sin llevar a cabo las privatizaciones previstas entre 2017 y 2018, por un total de US$19,5 millones.

El Plan Estratégico y el Plan de Negocio y Gestión vigentes (PNG 2017-2021)[Ex] Se prevén ingresos de 179 millones de dólares entre 2017 y 2021. De esta cantidad, 158 millones de dólares corresponden a ingresos operativos, después del pago de dividendos. Otros 19,5 millones de dólares provienen de la venta de activos y 2 millones de dólares de efectivo.

Entre los usos, se prevén 74 millones en inversiones, 73 millones en amortizaciones y 32 millones en gastos financieros. Como resultado, el plan anticipa... reducción del apalancamiento[X] (ratio entre deuda neta y generación de caja después del pago de dividendos) disminuyó de 4,5 a 2,5 entre 2020 y 2018.

Sin adelantar la meta, no habría sido necesario privatizar los US$19,5 millones en activos hasta 2021. Adelantar la meta fue la forma que encontraron para justificar la desinversión masiva, realizada a una velocidad vertiginosa.

A Reuters Brasil[Xi] Petrobras anunció que no prevé que el agravamiento de la crisis política brasileña, causada por las investigaciones sobre presunta corrupción en el gobierno, afecte el programa de venta de activos y reducción de deuda de la compañía, según el presidente de la compañía, Pedro Parente. El ejecutivo también afirmó que la compañía no dejará de reducir su ratio de apalancamiento, medido por la deuda neta sobre EBITDA, tras alcanzar el objetivo de 2,5 veces, proyectado para finales de 2018. Reiteró su convicción de que un nivel de 1,5 veces sería más adecuado para el indicador.

Pagar la deuda sin privatizaciones.

Petrobras no necesita vender activos para reducir su nivel de deuda. Al contrario, al vender activos, reduce su capacidad de pago a mediano plazo e interrumpe su cadena de producción, perjudicando la generación futura de flujo de caja, además de asumir riesgos comerciales innecesarios. La venta de activos es una decisión política y empresarial, y hemos demostrado que es innecesaria.

Em "Existe una alternativa para reducir la deuda de Petrobras sin vender sus activos".[Xii]Presentamos una alternativa que preserva la integridad corporativa de Petrobras y su capacidad de inversión, en consonancia con el desarrollo nacional y en apoyo de este, garantizando al mismo tiempo la sostenibilidad financiera, tanto mediante la reducción de la deuda como la preservación de la generación de flujo de caja a mediano plazo. La siguiente tabla resume la comparación.

En la alternativa estudiada, basada en datos públicos de Petrobras, sin vender ningún activo, el apalancamiento podría reducirse de 4,5 a 3,1 en 2018, un indicador perfectamente razonable. La amortización anual de la deuda, utilizando parte del flujo de caja generado, resultaría en una reducción del apalancamiento a 2,5 para mediados de 2021. El estudio es conservador, ya que no considera el flujo de caja adicional generado por la preservación de los activos rentables que se prevé vender para 2018.

En conferencia de prensa con periodistas el 11 de enero de 2017, el presidente y el director financiero anunciaron que Petrobras contaba con reservas de caja de aproximadamente US$ 22 mil millones, suficientes para honrar todos sus compromisos durante los próximos 30 meses.

Y que no se diga que esta situación de caja se debe al mérito de los administradores actuales ni al resultado de la venta de activos. Cuando Bendine dejó la presidencia de Petrobras, señaló entonces que existía un saldo de caja superior a los 100,00 millones de reales, o 27,00 millones de dólares estadounidenses al tipo de cambio de entonces.

Destacamos aquí las palabras del presidente y del director financiero: Monteiro señaló que la intención era captar solo US$2 millones, pero la buena acogida de la operación permitió aumentarla a US$4 millones. «Nuestra posición de caja supera todos los vencimientos (deudas) de 2017 y 2018. Esto es antes de las operaciones (emisión de bonos) y de recibir los recursos de las desinversiones realizadas en 2016, que se incorporarán al flujo de caja a lo largo de este año. Si Petrobras no hace nada en estos dos años y medio, ya cuenta con recursos suficientes para cumplir con sus obligaciones de servicio de la deuda».

La privatización se denominó públicamente eufemísticamente desinversión, y aún se la conoce así en el Plan Estratégico (PNG 2017-2021). Sin embargo, desde que el Tribunal de Cuentas de la Unión (TCU) y los Tribunales Federales suspendieron la venta de activos sin licitación, mediante negociación directa o cartas de invitación, la dirección de Petrobras ha comenzado a referirse a la privatización bajo el nuevo eufemismo de asociaciones.[Xiii] [Xiv]

Pérdidas contables y deterioro de activos

La opinión pública está siendo manipulada con base en las pérdidas contables registradas en los estados financieros de 2014, 2015 y 2016. La pérdida contable es resultado de la revaluación de los activos mediante pruebas de deterioro.

Quienes se interesan en proclamar la "quiebra de Petrobras" y justificar la venta de sus activos se centran en las pérdidas contables y olvidan los sólidos resultados operativos que revelan la inmensa capacidad de la compañía para generar riqueza. Tampoco consideran las elevadas y crecientes reservas de efectivo ni el hecho de que la simple apreciación del real frente al dólar ya ha reducido significativamente la deuda.

Al 31 de diciembre de 2015, de la deuda total de 126 mil millones, 93 mil millones estaban denominados en dólares. Con la apreciación del real de 3,95 a 3,07 por dólar entre el 30 de diciembre de 2015 y el 15 de febrero de 2017, podemos estimar una reducción equivalente a 82 mil millones de reales o 26,7 mil millones de dólares. deuda[Xv].

La reducción de deuda resultante sólo de la valorización del real es 37% mayor que lo que Petrobras pretende captar con las privatizaciones, que pueden totalizar US$ 19,5 mil millones en los próximos dos años mediante la ampliación de las asociaciones en Exploración y Producción, así como en Refinación, Transporte, Logística, Distribución y Comercialización.

La actual gestión de la empresa ha intensificado la devaluación de activos ("deterioro") para su posterior venta, una práctica iniciada durante la gestión de Bendine, liderada por el mismo director financiero, Ivan de Sousa Monteiro, quien, en tres años, redujo el valor contable de los activos en 113 mil millones de reales: 48 mil millones en 2014, 49 mil millones en 2015 y 16 mil millones en 2016.

En 2015, la empresa obtuvo una ganancia bruta de 98,5 millones de reales y una ganancia neta de 15 millones. La devaluación transformó las ganancias en pérdidas de 34 millones, lo que impidió la distribución de dividendos a los accionistas y contribuyó a la imagen de una empresa en quiebra, difundida por los principales medios de comunicación.

Como enseñan los expertos, la devaluación de los activos debe realizarse de forma gradual, a lo largo de los años, y no de forma abrupta, como se hacía, ya que refleja un valor momentáneo que puede cambiar en el futuro. invertido[Xvi]Por lo tanto, los bajos precios del petróleo pueden reducir el valor de un yacimiento, pero este valor puede recuperarse cuando el precio del petróleo sube. Un proyecto con una finalización retrasada puede recuperar su valor tan pronto como concluya. Esto es lo que hicieron las principales compañías petroleras internacionales durante este mismo período.

As devaluaciones[Xvii] Sirvieron como trampolín para el siguiente paso; esta fue la justificación para la venta de activos.

La caída de las reservas

En las últimas décadas, Petrobras ha ido reponiendo sus reservas en relación con el petróleo que produce. Sin embargo, en los últimos años, estas han disminuido debido a la reducción de las inversiones, la revalorización de activos y las ventas en el área de exploración.

Fuente: Informe de Gestión de Petrobras 2016

Vale la pena recordar que la venta de varios yacimientos, algunos ya en producción, debería agravar aún más la situación actual, poniendo en peligro el futuro de la empresa y del país.

Según el Informe de Gestión de 2016, «tuvimos una Tasa de Reemplazo de Reservas (RRR) del 34%, sin considerar los efectos de las desinversiones realizadas en 2016». Esto significa que por cada barril de petróleo equivalente producido en el año, se agregaron 0,34 barriles a las reservas.

Para darles una idea de lo que esto significa, en 2014, la tasa de reemplazo de reservas fue del 125%, por encima del 100% por vigésimo segundo año consecutivo. Si bien durante 22 años reemplazamos el petróleo y el gas producidos y aumentamos las reservas, en 2016 comenzamos a consumir más de lo que agregábamos a las reservas.

El resultado solo podría ser una reducción de las reservas y un futuro vulnerable para Petrobras. Según el informe mencionado, «la relación entre el volumen de reservas y el volumen producido es de 13,5 años, en comparación con los 13,9 años de Brasil». En 2014, el indicador fue de 19,3 años.

Contenido local 

La política de contenido local, implementada por Petrobras para desarrollar la industria nacional, se vio gravemente afectada por la sustancial reducción de los índices de contenido local para las actividades de exploración y producción petrolera y, peor aún, por la insinuación de que esto beneficia a Brasil. En la práctica, esta decisión supone el fin del contenido local.

Según el presidente de Club de Ingeniería[Xviii]Pedro Celestino dijo: «Quieren cambiar un modelo exitoso, inspirado en Noruega, por un desastre económico y social, cuyo símbolo entre los académicos es Nigeria... Aunque este país se encuentra entre los mayores productores de petróleo del mundo, el 70% de su población vive por debajo del umbral de la pobreza y la tasa de desempleo supera el 20%. Este país es un polvorín. Eso es lo que nos sucederá si Petrobras deja de cumplir su papel histórico como ancla de nuestro desarrollo industrial».

Según el presidente de Petrobras, Pedro Parente, la Política de Contenido Local ha causado pérdidas de 33 mil millones de reales en tres años a los gobiernos federal, estatal y municipal debido a retrasos en las inversiones y el inicio de la producción, causados ​​por el retraso en la entrega de 12 plataformas petroleras adquiridas en el país. También la consideró discriminatoria contra las empresas extranjeras establecidas aquí, ya que la Constitución brasileña no distingue entre empresas de capital nacional y extranjero.

Abimaq (Asociación Brasileña de Máquinas y Equipos) refutó las críticas de contenido local[Xix] afirmando que durante la gestión de Graça Foster, los controles internos revelaron "enormes retrasos en proyectos, especialmente los importados, como las 12 plataformas de perforación, que tuvieron un retraso promedio de dos años y carecieron de contenido local, y un completo desvío de los presupuestos iniciales en porcentajes inimaginables, llegando a más del 500%".

 Jose Velloso[Xx] El presidente de Abimaq afirmó: «Desde la primera subasta de bloques exploratorios en 1999, los requisitos de contenido local se han utilizado como herramienta para el desarrollo nacional, implementados con éxito por Petrobras. En ese momento, Petrobras adquiría más del 65% de sus necesidades de bienes en Brasil. Por lo tanto, la Política de Contenido Local no surgió del gobierno anterior, sino del gobierno de FHC».

Es importante recordar que la Constitución de 1988 hizo una distinción entre empresas nacionales[xxi] y empresas extranjeras, que fue eliminado en 1995, en la misma reforma constitucional que abrió el ejercicio del monopolio petrolero del gobierno federal a empresas privadas nacionales y extranjeras, monopolio que antes estaba en manos únicamente de Petrobras desde la Ley 2004/1953 e incorporado a la Constitución en 1988.

En la apertura de la reunión de Frente Parlamentario Conjunto para la Ingeniería[xxii]En el Comité de Infraestructura y Desarrollo Nacional, el presidente de la Federación Nacional de Ingenieros, Murilo Pinheiro, leyó el "Manifiesto a la Nación Brasileña", destacando: "Las compras gubernamentales, ya sean para gastos operativos o de inversión, están experimentando un proceso deliberado de drástica contención, lo que frena la demanda de producción nacional. Por otro lado, la sobrevaluación del real perturba las cadenas productivas y dificulta la integración internacional de las empresas establecidas aquí. A diferencia de otras economías industrializadas, que cuentan con agencias de inversión diseñadas para impulsar la exportación de bienes y servicios, aquí el papel del BNDES (Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social) como promotor de nuestro desarrollo económico y social se ve disminuido". 

En este contexto, la situación de nuestro sector de ingeniería es dramática. Petrobras, pilar de nuestro desarrollo industrial a lo largo de su historia, responsable de una cadena de más de 5.000 proveedores nacionales e internacionales, está siendo despojada de valiosos activos, vendida sin transparencia a precios bajísimos, y está uniendo fuerzas con petroleras extranjeras para combatir las políticas de contenido local, esenciales para la supervivencia de empresas y empleos, y también para extender por otros 20 años la mayor exención fiscal de nuestra historia, Repetro, cuando se conoce la difícil situación financiera de la Unión y los Estados Unidos, dada la continua caída de la recaudación fiscal. Brasil, que sigue siendo una de las diez mayores economías del mundo, no puede reducirse a la condición de un mero exportador de granos, carne y recursos minerales. Renunciar a su base industrial nos devuelve a la condición de una colonia.

Segundo o El movimiento "Producir Brasil"[xxiii]La cadena de suministro ha invertido más de 60 mil millones de dólares en los últimos años en la implementación y expansión de la capacidad de producción para satisfacer las expectativas de demanda del sector de petróleo y gas. Las empresas multinacionales que se establecieron aquí debido al requisito de Contenido Local cerrarán sus operaciones en Brasil y comenzarán a suministrar bienes y servicios de otros países, lo que generará un mayor desempleo y pérdida de ingresos. (A continuación, una declaración de un grupo que representa a las principales entidades del sector industrial y a sus trabajadores). 

La venta de activos y la desintegración

La actual dirección de la compañía ha intensificado la venta de activos estratégicos, fundamentales para su integración, como la red de gasoductos del Sudeste (NTS), las reservas del presal, Liquigás, los biocombustibles y los campos de producción. Incluso se está considerando la venta del control de BR Distribuidora, principal distribuidora de sus derivados en el mercado nacional.

El Plan Estratégico y de Negocios 2017-2021 define el enfoque de Petrobras en la producción de petróleo, abandonando las áreas de petroquímica, fertilizantes y biocombustibles, reduciendo las inversiones y privatizando los activos de refinación. Esto contradice la tendencia de otras grandes petroleras, que están adquiriendo activos vendidos en el país.

Con el pretexto de cambiar la política de precios de los productos refinados, la empresa implementó modificaciones que resultaron, no por casualidad, en la pérdida de una cuota de mercado considerable ante importadores y competidores. Además, la nueva política de precios favoreció a los compradores potenciales de BR. Podría producirse un mayor favoritismo hacia la competencia si el CADE (la autoridad antimonopolio brasileña) acepta la venta de Liquigás a Ultragaz, que controlaría entonces la mitad del mercado nacional, una concentración denunciada por los pequeños distribuidores como una formación de cártel, en detrimento de la población.

La venta del 90% de la red de gasoductos Nova Transportadora Sudeste (NTS), con 2,5 kilómetros de extensión, por US$ 5,19 millones.

Consideramos el funcionamiento de Venta de NTS[xxiv] para un grupo de fondos de inversión, liderado por la canadiense Brookfield (antes Brascan), lo cual es perjudicial para el país, para Petrobras y para los consumidores.

En realidad, se está vendiendo un monopolio natural –el gasoducto– a un grupo extranjero que abastecerá a la región más industrializada y rica del país, que concentra cerca del 60% del consumo brasileño.

La venta del 90% de las acciones de Nova Transportadora do Sudeste (NTS) a Brookfield también pone en peligro la salud financiera y el futuro tanto de Petrobras como de Transpetro.

En el caso de Petrobras, dado que la proporción de gas asociado en los yacimientos presal es alta, la producción de este gas está aumentando y seguirá haciéndolo. Sin el control de NTS, la empresa tendrá que pagar a la canadiense Brookfield para transportar su propio gas y competir con la producción de otros operadores.

NTS ha mostrado un beneficio neto positivo y creciente a lo largo de los años porque la contratación de la red es del tipo... enviar o pagarEn otras palabras, se paga por el uso de la red de ductos, ya sea que transporte a plena capacidad o no. Una red de ductos está diseñada para aumentar su capacidad, con al menos 10 años de vida útil.

Así, en 2015, Petrobras utilizó el 57,1% de su capacidad contratada, y el costo de la capacidad no utilizada se estimó en R$ 2,22 millones. Cuando NTS estaba bajo el control de la Compañía, no había problema; ahora, miles de millones se gastarán de una forma u otra.

Brookfield tiene una participación en la mayor compañía de transporte de gas de Estados Unidos y, por razones obvias, probablemente no requerirá los servicios de Transpetro una vez que expire el actual contrato de Operación y Mantenimiento.

Teniendo en cuenta que el 78% de los ingresos de Transpetro proviene de la operación de ductos y terminales, ¿qué se puede esperar para su futuro?

Cabe señalar que la mayoría de los gasoductos de la Compañía son anteriores a la Ley del Gas (Ley nº 11.909/2009) y, en consecuencia, están sujetos al régimen de autorizaciones, pudiendo permanecer así hasta 2039. La expropiación por parte del Gobierno Federal en ese año ocurriría mediante el pago de una indemnización, lo que significa que, hasta entonces, estaríamos ganando dinero transportando gas de otras concesionarias a través de nuestra red.

Por lo tanto, no hay justificación para vender NTS, transfiriendo un monopolio natural de Petrobras a un monopolio privado que no traerá ningún beneficio a la empresa ni a la población brasileña.

El precio de venta ridículamente bajo de Liquigás

Entendemos que en esta operación existen conflictos de intereses.

El director Ivan Monteiro proviene del Consejo de Administración del Grupo Ultrapar, que sólo espera la aprobación del CADE (autoridad antimonopolio de Brasil) para adquirir Liquigás, y supervisó el proceso de devaluación de los activos, beneficiando a los compradores.

En noviembre de 2015, Banco Itaú, responsable de la selección de ofertas para la adquisición de Liquigás, se convirtió en socio del Grupo Ultra. Esta alianza se refiere a la adquisición por parte de Itaú del 50% de ConnectCar (un sistema de pagos electrónicos en peajes, gasolineras y estacionamientos). Si bien no existe una conexión directa con el negocio de GLP, no debería haber vínculos entre el banco y la empresa adjudicataria de la venta.

La venta de Liquigás, responsable de la distribución de GLP de Petrobras, es un error estratégico por varias razones:

1) es un empresa rentable[xxv]En 2015, tuvo un beneficio neto de R$ 114 millones, 116% superior al de 2014 (R$ 53 millones);

2) Es una empresa estratégica para el core business de la Compañía (producción de destilados en refinerías y procesamiento de gas natural): en 2015, Liquigás compró GLP a Petrobrás por R$ 2,2 mil millones, totalizando 1,65 millones de toneladas.

Los altos inventarios de GLP pueden poner en peligro la operación de las Unidades de Procesamiento de Gas Natural (UPGN) y, en consecuencia, limitar la producción de petróleo del presal. Los competidores en el segmento de distribución son conscientes de ello y pueden aprovecharlo para negociar precios que se ajusten a sus objetivos de rentabilidad. Contar con su propia división de distribución de GLP es una forma de limitar la presión de la competencia.

3) Liquigás tiene el potencial de frenar la formación de cárteles en el sector de distribución de GLP, beneficiando a la población: solo el 23% del precio de una bombona de gas que paga el consumidor es apropiado por Petrobras (el holding) en la producción de GLP. Entre la reventa y la distribución, se asigna el 58% del precio final.

Como Liquigás está presente en 23 estados brasileños (excepto Amazonas, Acre y Roraima), cubriendo el 83% de los municipios del país, bajo el control de Petrobrás y siendo líder en el segmento de venta de cilindros de gas, la empresa desempeña un importante papel en la atención a la población de las periferias de las capitales donde no llega la red de gas canalizado del estado, protegiendo a los consumidores de la formación de cárteles por parte de otras distribuidoras.

4) El comprador, el Grupo Ultrapar, ya posee el 23% del mercado, además de contar con su propia red de 5100 distribuidores de Ultragaz/Brasilgás. Para los consumidores, la formación de un megadistribuidor/distribuidor que controla casi la mitad del suministro de GLP no es una buena noticia.

5) Según la Resolución ANP 15/2005, artículo 21, cada distribuidor solo puede llenar envases con su marca impresa. Existen 24,9 millones de cilindros P-13 de la marca Liquigás en manos de consumidores brasileños, lo que constituye una reserva de mercado, ya que otros distribuidores no pueden utilizarlos sin el consentimiento de Liquigás.

El Grupo Ultrapar tendrá acceso a este mercado sin invertir en nuevos cilindros. Considerando que cada cilindro nuevo cuesta R$ 107, el ahorro para Ultragaz será de R$ 2,66 millones para llegar a estos consumidores, casi el mismo valor ofrecido por el resto de la empresa (instalaciones, marca, etc.). Es decir, obtienen la empresa gratis. Liquigás se vendió por R$ 2,8 millones.

En resumen, controlar el segmento de distribución agrega valor a la cadena productiva de Petrobras y al mismo tiempo protege a la empresa y a los consumidores de las distorsiones del mercado causadas por la concentración en unas pocas empresas.

Petrobras comete un error al abandonar los biocombustibles.

El Plan Estratégico de Petrobras (PE 2017-21) prevé la retirada total de la producción de biocombustibles[xxvi].  La decisión de abandonar la producción de biodiésel y etanol es un error que pone en riesgo la sostenibilidad del negocio y los compromisos ambientales presentados por Brasil en la COP-21 en París.

La participación de los biocombustibles es cada vez más significativa en la matriz energética brasileña y mundial; el etanol compite con la gasolina, mientras que el biodiésel domina el mercado del diésel. Las empresas multinacionales invierten fuertemente en investigación y participan cada vez más en el sector, mientras que los acuerdos multilaterales imponen restricciones a las emisiones de gases de efecto invernadero generadas por la quema de combustibles fósiles. Contrariamente a estas tendencias, Petrobras está retrocediendo al abandonar la producción de biodiésel y vender participaciones en etanol.

Petrobras Biocombustível (PBio) es la filial de propiedad absoluta que opera en la producción de biodiésel y cuenta con alianzas para la producción de etanol. Además de su importante participación industrial, Petrobras ha desarrollado tecnología propia y aplicado innovaciones para aumentar la producción y reducir los costos industriales.

El biodiésel ya representa el 8% del diésel vendido en Brasil, el segundo mayor productor mundial; la mezcla se aumentará al 10% en marzo de 2018.

La venta de BR Distribuidora

Petrobras declaró, en hecho relevante de 22 de julio de 2016, que había alterado el modelo para la venta de su participación en BR Distribuidora, su subsidiaria de propiedad absoluta.

Según el comunicado, «El nuevo proceso buscará socios con los que Petrobras compartirá el control de la distribuidora... de modo que Petrobras tendrá una participación mayoritaria en el capital total, pero con una participación del 49% en el capital con derecho a voto». El hecho relevante señala además que las cuestiones estratégicas, no definidas explícitamente en el comunicado, quedarían garantizadas por la «estructura de la asociación».

En hecho relevante de 11 de julio de 2017, Petrobras informa que su consejo de administración aprobó la oferta pública inicial (IPO) de BR Distribuidora, que se realizará a través de una oferta pública secundaria de acciones.

A Distribuidor BR[xxvii] Eletrobrás adeuda a Petrobras 5,4 millones de reales por el suministro de combustible para la generación de electricidad. El cobro efectivo de esta deuda por medios legales, así como por cabildeo político, podría permitir al socio privado apropiarse de esta cantidad, en detrimento de las arcas de Petrobras y del Gobierno Federal, contradiciendo así el interés público.

En caso de venta de acciones de control, el accionista controlador privado puede maximizar los resultados de la actividad de distribución mediante la adquisición de derivados importados, en detrimento de los resultados corporativos de Petrobras y de la balanza comercial brasileña. Se producirán pérdidas derivadas de la capacidad ociosa en las refinerías brasileñas, y la sociedad podría sufrir las consecuencias de la devaluación del real, dada la mayor demanda de dólares para importar derivados. En este caso, el valor obtenido por el accionista controlador privado deja de ser percibido por Petrobras y la sociedad brasileña.

BR Distribuidora, como filial 100% propiedad de Petrobras, permite a la empresa estatal comprender y regular toda la cadena de valor. El control de la estructura de costos permite garantizar un mercado competitivo. Sin embargo, la venta de la participación mayoritaria de BR aumenta el riesgo de formación de cárteles y la extracción de plusvalía de los consumidores. Esto crea las condiciones para la captura privada de valor que antes estaba destinado a los consumidores directos e indirectos a través de la competencia.

Privatizar y ceder el control de BR Distribuidora para aumentar su precio de venta significa transferir valor de Petrobras y de la sociedad brasileña a un agente privado, con graves riesgos para la integridad corporativa de la empresa, su flujo de caja futuro y la seguridad energética de Brasil.

Venta del 66% del Campo Carcará

La venta de Carcará se anunció en julio de 2016 y se concretó en noviembre. El presidente de Petrobras, Pedro Parente, declaró en una entrevista radial que la alta presión en la zona era una de las razones de la venta, ya que generaría costos adicionales para los equipos.

Statoil anunció en su sitio web que el yacimiento debería contener un volumen recuperable de petróleo equivalente (VOER) de hasta 1.300 millones de barriles. La mayor incertidumbre reside en el volumen, que podría y debería ser mucho mayor, ya que el yacimiento ocupa un área equivalente a la distancia entre Barra da Tijuca y la Bahía de Guanabara, y la columna de petróleo en uno de los pozos supera en 75 metros la altitud del Pan de Azúcar, que es de 396 metros. Solo se han perforado tres pozos en esta acumulación.

Solo por ejemplificar[xxviii]En Búzios, el mayor supergigante del presal, el volumen de petróleo inicialmente depositado (VOIIP) varió aproximadamente 3,2 millones de barriles entre 2014 y 2015, según los Boletines Anuales de Reservas (BAR) emitidos por la ANP para esos años. A medida que varía el volumen depositado, también varía el volumen de petróleo recuperable.

Por lo tanto, con la perforación de más pozos, la reserva de Carcará podría aumentar considerablemente. Los pozos perforados en Carcará confirmaron la presencia de petróleo de excelente calidad, de 31 grados API, sin contaminantes (CO₂ y S), y rocas yacimiento también de excelente calidad. Las pruebas de formación realizadas en uno de los pozos perforados en 2015 confirmaron la continuidad del yacimiento; es decir, que el yacimiento atravesado en los tres pozos es el mismo y que la productividad es alta (promedios de 20 2 a 30 3 barriles diarios son comunes en algunos campos del presal).

En 2012, Reuters informó: «La impresionante columna de Carcará tiene el potencial de equiparar este prospecto con los mayores descubrimientos de Brasil, junto con campos como Lula y Guará. Guará ahora se llama Sapinhoá y es donde se ubican los pozos más productivos, con un rendimiento aproximado de 40 barriles diarios cada uno, en la misma región».

Luciano Seixas Chagas[xxix]Miembro de la Federación Brasileña de Geólogos (Febrageo), jubilado de Petrobras tras 31 años de servicio, consultor activo y exdirector de Barra Energia, uno de los socios de Petrobras en el bloque BM-S-8, donde se ubica Carcará, ofrece su perspectiva sobre la zona. Chagas rebate las afirmaciones de Parente, cuestiona sus decisiones y cree que la venta se realizó "por una miseria", enfatizando que él fue uno de los responsables de cartografiar la zona para los análisis volumétricos y económicos, incluyendo el bloque y la cartera de Barra Energia. "Participé en la compra de la participación de Barra Energia en Carcará y analicé más de 50 operaciones en ese momento para la construcción de la cartera. Así que conozco bien Carcará. Sé lo que digo", afirma.

Según el geólogo, la alta presión que Parente afirma traerá más resultados positivos que negativos para los propietarios del bloque, ya que, a pesar de requerir equipos más costosos —"pero con tecnología que ya está completamente dominada"—, el área tendrá una productividad mucho mayor que la que ya se encuentra en el resto de la capa presal. "Carcará tendrá un caudal limitado por el diámetro del pozo, ya que la presión es muy alta. Por lo tanto, alcanzará los 50 barriles diarios por pozo, como ya se ha demostrado en las pruebas. Es muy fácil", enfatiza.

Este y otros factores enumerados por Chagas hacen que el valor del bloque, en opinión del geólogo, sea mucho mayor de lo presentado. Destaca que las estimaciones publicadas por los socios de la empresa estatal en el bloque, Queiroz Galvão y Barra Energia, indican que el área tiene 2 millones de barriles recuperables, pero que Petrobras anunció una estimación de entre 0,8 y 1,3 millones de barriles recuperables cuando anunció la venta a Statoil.

Estima que los precios de participación en el bloque deben ser de al menos US$ 5 por barril, llegando fácilmente a US$ 8 por barril, lo que valoraría el área entre US$ 10 y US$ 16 millones (US$ 10,56 a US$ 66 millones para el 6,6% de participación de Petrobras) –teniendo en cuenta la estimación de los socios en el bloque (de 2 millones de barriles), que también contiene otro prospecto –Guanxuma–, también considerado muy prometedor.

Venta de participaciones en refinerías

El director de refinación de Petrobras, Jorge Celestino, en un evento promovido por el Ministerio de Minas y Energía en febrero de este año, destacó dos principales estrategias de la empresa para la refinación: reducir el riesgo de la empresa a través de asociaciones y promover una política de precios basada en el mercado.

"Estamos brindando previsibilidad de precios y promoviendo políticas internacionales. Sin duda, esta política atraerá socios al sector al maximizar los márgenes de refinación", enfatizó Celestino.

Pero, en última instancia, si va a ser más rentable y predecible, ¿de qué riesgo habla al vender refinerías a la competencia? El principal activo de Petrobras, como bien sabe el director, es nuestro mercado interno.

Celestino también afirmó: "Si bien el sector de E&P cuenta con 78 empresas operando, el sector downstream está compuesto básicamente por Petrobras. Necesitamos atraer socios..."

La imagen de abajo, tomada de Informe de gestión 2016[xxx] Los datos de la compañía muestran la rentabilidad de la refinación en los últimos años. Todas las grandes petroleras están integradas y alternan sus beneficios entre sus áreas de negocio, en función de la variación del precio del barril de petróleo.

En el gráfico mostrado, el sector de E&P solo presenta pérdidas operativas debido a la revalorización de sus activos («deterioros»). Además, estos deterioros son mucho mayores que los de otras grandes petroleras internacionales.

El sector está abierto a cualquiera que desee construir nuevas refinerías, oleoductos e instalaciones de distribución. No hay interesados, ya que los recursos a invertir son de miles de millones y los márgenes son reducidos. Por supuesto, lo que interesa es comprar las refinerías operativas de Petrobras, sin riesgo y a precios de liquidación, especialmente con la revalorización de activos de R$ 113 mil millones en los últimos tres años.

En el primer trimestre de 2017, la Parque de refinación de Petrobras[xxxi] Operó al 77% de su capacidad, casi siete puntos porcentuales menos que un año antes y muy por debajo del pico del 98% registrado en 2013, cuando las ventas de combustible en el país estaban apenas por encima del volumen de ventas actual.

Las importaciones aumentaron un 41,4% en comparación con el mismo período del año anterior, el valor más alto al menos desde el año 2000, cuando la ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles) comenzó a recopilar datos. Como resultado, el gasto en importaciones de combustibles creció un 79,7%, alcanzando los 4,357 millones de dólares.

La venta de Gaspetro a Mitsui

La venta del 49% de la filial Gaspetro a Mitsui Gás e Energia do Brasil por US$ 540 mil millones, cuando el valor estimado por los analistas era de US$ 2,5 mil millones.

Con una ganancia promedio de R$ 1,77 millones entre 2012 y 2014, la pérdida de la mitad del capital de la filial de Petrobras reducirá su flujo de caja en al menos R$ 880 millones anuales. Gaspetro posee participaciones en 19 empresas estatales de distribución de gas natural por canalización; la venta también implica problemas de concentración de mercado para la empresa. Mitsui.[xxxii]

Este proceso se volvió controvertido y estuvo sujeto a impugnaciones legales, incluso por conflictos de intereses, dado que el entonces presidente del consejo de administración de Petrobras, Murilo Ferreira, era el director ejecutivo de Vale, que mantenía relaciones comerciales con el grupo Mitsui. Aplicando los mismos criterios aplicados a las empresas nacionales de ingeniería, se debería haber impedido a Mitsui hacer negocios con Petrobras.

Venta de participación en Petroquímica Suape y Citepe a Alpek

Todas las grandes petroleras cuentan con una división petroquímica para diversificarse y equilibrar las condiciones económicas cambiantes. Petrobras está abandonando una vez más este importante segmento.

Destacamos algunos de los puntos planteados por Votación de la AEPET[xxxiii] en la Junta General Extraordinaria del 27 de marzo de 2017:

La venta de la participación de Petrobras en la Companhia Petroquímica de Pernambuco y la Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco (Citepe), que en conjunto forman el Complejo Petroquímico de Suape (PQS), se realiza al grupo Petromex y Dak Americas Exterior, filiales de la empresa mexicana Alpek, por US$ 385 millones.

El periódico Valor Econômico informó que el precio de venta sorprendió al conglomerado financiero JP Morgan, que, según el propio Valor (29 de diciembre de 2016), estimó un precio de venta de entre US$582 y US$640 millones. Según la prensa y los estados financieros de estas empresas, las inversiones superan los R$9 mil millones, o aproximadamente US$3 mil millones. El precio de venta propuesto representa aproximadamente una décima parte de lo invertido en las empresas.

Un análisis de los resultados negativos obtenidos por las dos empresas, esgrimidos por los administradores de PETROBRAS como justificación para venderlas a un precio absurdamente bajo, debe considerar los siguientes aspectos:

1. Las empresas solo llevan tres años operando. Petroquímica SUAPE, en el ejercicio fiscal 2015, mostró una mejora sustancial en sus indicadores de balance en comparación con los de 2014.

2. Las pérdidas se deben principalmente a los astronómicos y sospechosos valores de deterioro, aplicados en ejercicios fiscales sucesivos, por miles de millones de reales, que devaluaron drásticamente los activos de ambas compañías. Petroquímica SUAPE sufrió un grave deterioro en 2014 y 2015, por un importe de R$ 677,307 millones y R$ 411,67 millones, respectivamente. El 85 % de la pérdida se debió al deterioro. Aun así, se redujo de R$ 1.250 millones a R$ 807 millones.

3. Petroquímica Suape es el único productor de PTA (ácido tereftálico purificado) en Latinoamérica. El PTA es una materia prima para la producción de resina PET, un insumo para la fabricación de botellas, envases y contenedores de plástico, un mercado que históricamente ha experimentado un rápido crecimiento.

  Petroquímica SUAPE, con una capacidad de 640 toneladas anuales de PTA, se ve gravemente afectada por un acuerdo comercial firmado por el gobierno brasileño con México que permite la importación del producto libre de impuestos. Una vez resuelto este problema, y ​​considerando únicamente el mercado sudamericano, Petroquímica SUAPE alcanzará rápidamente su capacidad de producción máxima.

Ya ha alcanzado el 60% de su capacidad nominal, incluyendo la exportación de más de 70 toneladas anuales, principalmente a Argentina. Cabe destacar que el consumo brasileño de PTA es de 560 toneladas anuales, lo que permite absorber casi la totalidad de la producción de Petroquímica Suape. Por lo tanto, cuenta con un mercado cautivo. Petroquímica Suape se ubicó entre las 10 empresas con mayores ingresos en Pernambuco en 2015, con ventas superiores a los 1,00 millones de reales.

4. El Complejo Industrial, cuya construcción se prevé entregar a un grupo multinacional, monopolio privado extranjero, aún no ha finalizado debido a la apresurada y desafortunada decisión de Petrobras de detener las obras, que se encontraban en una fase avanzada de ejecución. Gran parte, si no la totalidad, del equipo necesario para la finalización de la unidad de producción de Citepe en Poy ya se encuentra en el sitio. La finalización de esta unidad es fundamental para la viabilidad del proyecto.

Venta de participaciones en los campos presal de Iara y Lapa en el ámbito del “Acuerdo General de Colaboración (Master Agreement)” con la empresa francesa. Más de[xxxiv]por 2,2 millones de dólares

Entre otras cosas, se celebró la transferencia de los derechos del 35% del campo Lapa, cuya operación pasó a manos de Total. Petrobras invirtió en la exploración del área (sísmica y geológica), en la instalación de instalaciones y sistemas de producción, y retuvo solo el 10%. La venta se realizó a un precio aproximado de US$ 2,00 por barril, mientras que el precio internacional promedio es de US$ 8 por barril, según lo establecido en el Acuerdo de Transferencia de Derechos.

Transferencia de los derechos del 22,5% a Total en el área de concesión de Iara (campos Sururu, Berbigão y Oeste de Atapu) en el Bloque BM-S-11. Petrobras continuará como operador y conservará la mayor participación en esta área, con el 42,5% del total.

Iara cuenta con reservas de 4 mil millones de barriles; Lapa, con una reserva probable de 500 millones de barriles. El total de reservas vendidas fue de 1,075 millones de barriles, de los cuales Petrobras recibió US$1,675 millones por adelantado, de un total de US$2,225 millones. El resto se pagará con las ganancias de los yacimientos.

Opción de Petrobras para adquirir una participación del 20% en el Bloque 2 del área Perdido Foldbelt en el sector mexicano del Golfo de México, adquirido por Total en sociedad con Exxon, en la ronda de licenciamiento impulsada por el gobierno mexicano el 5 de diciembre de 2016;

Compartir el uso de la terminal de regasificación de Bahía, con capacidad de 14 millones de m3/día;

Asociación, con participación de Total del 50%, en las centrales térmicas Rômulo de Almeida y Celso Furtado, ubicadas en Bahía, con capacidad de generación de 322 MW de energía;

Estudios conjuntos en las áreas exploratorias del Margen Ecuatorial y en la zona sur de la Cuenca de Santos, aprovechando la sinergia existente entre las dos empresas, ya que cada una posee un importante conocimiento geológico en las cuencas petroleras ubicadas a ambos lados del Atlántico;

Un acuerdo de asociación tecnológica en las áreas de procesamiento geológico y sistemas de producción submarina, donde las empresas poseen conocimientos complementarios que pueden potenciar las ganancias de la aplicación de nuevas tecnologías en las áreas asociadas.

Parente afirmó que la asociación no entra en conflicto con la medida cautelar aprobada por el Tribunal de Cuentas de la Unión (TCU) que prohíbe a Petrobras firmar nuevos contratos de venta de activos e iniciar nuevos procesos de venta hasta que el tribunal analice los procedimientos de desinversión de la estatal.

Según él, «Existe una diferencia muy clara entre una alianza estratégica y una desinversión. Esto no es una desinversión. Está incluido en el objetivo porque genera flujo de caja y nos ayudará a saldar deudas importantes. La preocupación del TCU se centra en la firma de contratos, pero estamos elaborando un acuerdo marco. Tuvimos la precaución de consultar con el área técnica del TCU».

Solo ha cambiado el nombre de la transacción: «No es una venta, es un acuerdo de desarrollo conjunto». Así como la privatización se convirtió en la venta de activos, luego en la desinversión y, ahora, en una asociación estratégica o «acuerdo marco».

Donación de los campos Xerelete y Xerelete Sul a Total.

En respuesta a la transferencia gratuita a Total de su participación en dos campos, Xerelete (BC-2) y Xerelete Sul (BM-C-14), la administración de la compañía afirmó que su evaluación de cartera concluyó que no había atractivo económico para participar en esos campos.

Como estos activos fueron incluidos en el programa de desinversión de 2013, y no se recibió ninguna oferta de compra, la Compañía habría seguido la cláusula de retractación del contrato entre las partes, transfiriendo su participación del 41,175% en Xerelete y del 50% en Xerelete Sul a Total de forma gratuita.

Entendemos que hay ilegalidad en esta transferencia de activos desde la Unión sin ningún respeto a las normas legales.

Nominación de Pedro Parente para la presidencia de Petrobras

El 30 de mayo de 2016, la junta directiva de la AEPET envió correspondencia[xxxv] al Presidente del Consejo de Administración de Petrobras, sobre la indicación del ingeniero Pedro Parente a la presidencia de la empresa.

Según el documento, "En marzo de 2002, bajo la presidencia de Pedro Parente, el Consejo de Administración de Petrobrás aprobó el acuerdo con la empresa MPX de Eike Batista para la implantación de la Central Termoceará, garantizando un precio mínimo de energía de R$ 146,68 por un período de cinco años, equivalente a US$ 58,67, asegurando así que durante la vigencia del contrato, MPX recibiría al menos US$ 334 millones, y además se convertiría en propietaria de la planta, cuyo valor de reposición fue estimado por la consultora especializada LCA en 2005 en US$ 86,4 millones, aunque los accionistas de MPX anunciaron una inversión de US$ 125 millones.

Si los ingresos de la planta no llegaban a 5 millones de dólares mensuales, Petrobras aseguraba ese volumen mínimo de ingresos mediante el pago de una contribución de contingencia, lo que ocurrió siempre hasta la adquisición de la planta, precedida de un proceso de arbitraje;

La pérdida proyectada se redujo a aproximadamente la mitad de lo previsto porque, por sugerencia del director de Gas y Energía, Ildo Sauer, Petrobras inició un proceso de arbitraje que condujo a un acuerdo, después de que ya se habían pagado contribuciones de contingencia por US$122 millones. Quedaban US$212 millones por pagar según el acuerdo original.

Según el acuerdo, Petrobras pagó aproximadamente US$127 millones y se convirtió en propietaria de la Central Termoceará. Por lo tanto, se pagaron aproximadamente US$249 millones en lugar de US$334 millones, y la central, valorada en aproximadamente US$100 millones, permaneció en manos de Petrobras, lo que resultó en una pérdida de aproximadamente US$150 millones. Como declaró en una entrevista con Folha de São Paulo a mediados de 2005, tras el acuerdo, el director Ildo Sauer declaró: «Convertimos un escándalo en un mal negocio».

Entendemos que, dados los hechos presentados y el perjuicio causado a los accionistas de Petrobras, la nominación de Pedro Parente por el accionista mayoritario ya no es viable.

Conflictos de intereses en Petrobras

Nos preocupa una queja. presentado ante el Ministerio Público[xxxvi] Desde Paraná, por el abogado Valdir Luiz Dias y el señor Nelson Hugo Sellmer, quien dice, en resumen:

1) El Director Financiero y de Relaciones con el Mercado, Ivan de Souza Monteiro, era miembro del Consejo de Administración de Ultrapar Participações SA, cargo al que renunció para asumir la Dirección de Petrobrás.

Ultrapar es el mayor accionista de la distribuidora de combustibles Ipiranga, así como de las distribuidoras Extrafarma, Ultracargo, Ultragaz y Oxiteno, y se encuentra en negociaciones avanzadas para adquirir acciones de Liquigás a través de su filial Ultragaz. Este mismo director continuó a cargo y coordinó los proyectos mencionados. impedimentos en la empresa;

2) El Director Ejecutivo de Estrategia, Organización y Sistemas de Gestión, Nelson Luiz Costa Silva, ocupó cargos de destaque en las empresas Comgás, Cosan, BG Group do Brasil y All – América Latina Logística, que hoy constituyen un conglomerado de empresas que actúan en el mercado de derivados del petróleo – perteneciente a Shell – y que tiene gran interés en la privatización de BR Distribuidora, Liquigás y las reservas del presal, caracterizando un condenable conflicto de intereses;

3) El presidente Pedro Parente es el presidente de BMF Bovespa y tiene acceso a información privilegiada importante, incluyendo la obtención de la autorización de la CVM, de la cual es presidente. ¿Podría ser esta la razón por la que no necesitó ofrecer acciones de BR Distribuidora a los accionistas minoritarios antes de la venta a un socio privado?

Parente venía de la presidencia de Bunge. Bunge está entrando en el sector petroquímico, de biocombustibles y fertilizantes, un sector del que Petrobras, bajo su actual dirección, está saliendo, dejando vía libre para Bunge.

4) El Presidente del Consejo de Administración de Petrobras, Sr. Luiz Nelson Guedes Carvalho, es miembro titular del Consejo de Administración de BMF Bovespa, y el Sr. José Soledade Santos, miembro del Consejo, participó anteriormente, en actividades paralelas a las que desempeña en Petrobras, en los procesos de venta de BR Distribuidora y Liquigás Distribuidora, habiendo obtenido varias decisiones favorables a sus propuestas. No se puede afirmar que no hubo influencia sobre Bovespa en la decisión de las apelaciones de Petrobras.

La experiencia TOTAL

La administración de Petrobras actúa contra los intereses de la empresa, de sus accionistas y, especialmente, de su controlador, el Gobierno Federal, al intentar ignorar las razones que llevaron a su creación.

Deberías escuchar lo que tiene que decir. Patrick Pouyanné[xxxvii], CEO de Total, a quien le ha vendido los activos de nuestra empresa: "El modelo de negocio integrado de Total, que se extiende desde la exploración y la producción hasta la distribución de productos al cliente final, pasando por la refinación, la petroquímica y el comercio, ha sido fundamental para nuestra capacidad de abordar con éxito la situación actual.

Hace unos años, muchos expertos y asesores nos presionaban para que desinvirtiéramos en nuestros negocios downstream (Suministro: refinación, transporte y marketing) y nos centráramos exclusivamente en upstream (Exploración y Producción, E&P). Decidimos ignorarlos y mantener nuestro modelo. Porque, si bien es cierto que upstream se beneficia más de los precios del petróleo que downstream, también lo es que downstream ayuda a recuperar parte del valor añadido perdido por upstream y puede ofrecer ingresos con menor variación cíclica, lo cual es muy positivo en una caída de los precios del petróleo. Esto cubre los riesgos que sabemos gestionar.

A la luz de todas las razones expuestas, la AEPET considera que los daños causados ​​a la empresa por las acciones adoptadas son de exclusiva responsabilidad de los miembros del actual consejo de administración y del Consejo de Administración de Petrobras, por los que deberán responder ante la nación.

Junta Directiva de la AEPET

Río de Janeiro, 18 de julio de 2017